Как осуществляется расчет процесса освоения компрессорным методом?

Способ нашел широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

   При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них, и, давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

 Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что важно для эффективной очистки ПЗС. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р1, то забойное давление Рс будет равно.

где Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; ρ1 - плотность скважинной жидкости; β - средний угол кривизны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

Pдо=H ρ1 g cosβ

Вычитая второе соотношение из первого, найдем депрессию на пласт

ΔP=L ρ1 g cosβ-P1

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ΔР при прочих равных условиях.

  Однако с увеличением L увеличивается и Р1, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым. Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в НКТ давление Р1 (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать.    Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот критический момент.

Расчет процесса освоения компрессорным способом

L= Pк-Pу/ (b2-b1) g cosβ+aт+ак

b2= ρж

b1= ρг=ρ0 Pк*То/P0ZT

Рис.4.14. Зависимость предельной глубины спуска башмака НКТ или муфты с рабочим отверстием от давления компрессора при разных плотностях скважинной жидкости:

1- ρ = 1250 кг/м3; 2 - ρ = 1200 кг/м3; 3- ρ = 1150 кг/м3; 4- ρ = 1100 кг/м3; 5- ρ = 1050 кг/м3; 6- ρ = 1000 кг/м3; 7- ρ = 950 кг/м3; 8- ρ = 900 кг/м3;